特高含水油藏不同井网流场调整模拟与驱油效率.pdf

2023年第13卷 第4期油气藏评价与开发PETROLEUM RESERVOIR EVALUATION AND DEVELOPMENT特高含水油藏不同井网流场调整模拟与驱油效率杨 冰1，傅 强1，官敬涛2，李林祥2，潘昊宇3，宋宏斌2，秦婷婷1，朱志伟1（1.同济大学海洋地质国家重点实验室，上海 200092；2.中国石化胜利油田分公司孤东采油厂，山东 东营 257237；3.同济大学土木工程学院，上海 200092）摘要：流场调整是注水开发油田特高含水后期挖掘剩余油的有效手段。注水开发油田进入高含水开发期后，油水井间逐步形成优势流场，注入水无效循环，降低油藏开发效果。根据流场调整的工作原理，利用Python语言进行编程，建立由标准行列式井网排列为基础的流场调整模型，并进行网格划分，分别将井网流场流线转变角度27、45，采用有限差分方法，对流场调整前后的优势流场范围进行二维数值模拟，得出九点法和五点法调整井网模拟显示驱油效率高，M形井网驱油效率相对较低，转流线调整45效果较好。上述流场调整模拟效果对井网调整提高高含水油藏原油采收率具有一定参考价值。关键词：高含水油藏；井网调整；流场调整模拟；驱油效率；采收率中图分类号：TE327文献标识码：AOil displacement efficiency based on different well pattern adjustment simulation in highwater cut reservoirsYANG Bing1,FU Qiang1,GUAN Jingtao2,LI Linxiang2,PAN Haoyu3,SONG Hongbin2,QIN Tingting1,ZHU Zhiwei1（1.State Key Laboratory of Marine Geology,Tongji University,Shanghai 200092,China;2.Gudong Oil Production Plant,Sinopec Shengli Oilfield,Dongying,Shandong 257237,China;3.Department of Geotechnical Engineering,College of Civil Engineering,Tongji University,Shanghai 200092,China）Abstract:The adjustment of the flow field proves to be an effective way for enhancing the recovery of remaining oil during the highwater cut development stage in a water-flooding oilfield.As the water flooding oilfield enters the high water cut development stage,a dominant flow field gradually forms between oil and water wells,resulting in the ineffective circulation of injected water.As aresult,the effect of reservoir development is reduced.To address this issue,a flow field adjustment model is established based onstandard determinant well pattern arrangement using Python programming language,guided by the working principle of flow fieldadjustment.In this model,the flow field streamlines transition angles are 27,and 45 respectively.The finite difference method isemployed to simulate the dominant flow field range before and after the adjustment.The results demonstrate that the nine-spotmethod and the five-spot method could enhance the oil displacement efficiency,while the flooding efficiency of the M-shapedwell-mesh is relatively low.Moreover,the 45-streamline transition proves to be particularly beneficial for oil exploitation duringthe high water cut development stage in a water-flooding oilfield.The study holds significant guiding significance for adjusting thewell pattern and enhancing the recovery efficiency,thereby facilitating the extraction of remaining oil in the high water cutdevelopment stage.Keywords:high water cut reservoirs;well pattern adjustment;flow field adjustment and numerical simulation;oil displacementefficiency;recovery efficiency引用格式:杨冰,傅强,官敬涛,等.特高含水油藏不同井网流场调整模拟与驱油效率J.油气藏评价与开发,2023,13（4）:519-524.YANG Bing,FU Qiang,GUAN Jingtao,et al.Oil displacement efficiency based on different well pattern adjustment simulation in highwater cut reservoirsJ.Petroleum Reservoir Evaluation and Development,2023,13（4）:519-524.DOI:10.13809/32-1825/te.2023.04.014收稿日期：2022-12-12。第一作者简介：杨冰（1992），男，在读博士研究生，主要研究方向为储层沉积学。地址：上海市杨浦区四平路1239号，邮政编码：200092。E-mail：通信作者简介：傅强（1964），男，博士，教授，主要从事储层地质学、沉积岩石学以及石油地质学研究与教学工作。地址：上海市杨浦区四平路1239号，邮政编码：200092。E-mail：5192023年第13卷 第4期杨 冰，等.特高含水油藏不同井网流场调整模拟与驱油效率国内外注水油田开发经验表明，注水开发油田进入高含水开发期后，优势通道的形成是不可避免的问题1-3。整装油藏在长期注水冲刷过程中，强注强采导致油藏流场发生变化，油水井间逐步形成优势流场。在优势流场所在的地方，吸水量大，流体流速快，但注水利用率低，注入水无效循环，形成剩余油富集区域，降低油藏开发效果4-5。一方面，特高含水油田具有采油速度很低、耗水量比较多、剩余油也很分散等特点。另一方面，从已开采储量和年产量看，特高含水油田依旧是油田开发的主体，它的剩余可采储量占着很大比例6-8。如何挖潜油藏剩余油，减缓含水上升速度，提高采收率成为目前一个难题。流场调整是实现特高含水阶段油田稳产增效开发的有效手段。一是流场转变剩余油分布随之转变，提高了层间、层内剩余油驱替效果；二是通过流场重整进行井网调整、层系调整、生产制度调整等手段可有效提高采收率9-10。特高含水期油藏的剩余油在平面上主要分布在注采井网不完善的区域以及高渗条带以外的低渗区。由于长期注水开采，油水井间顺高孔渗储层带已经形成流线固定的流场，在平面上通过改变流线方向来调整井网，可进一步提高特高含水后期油藏低渗区域的原油采收率11。以传统油气开采的行列式井网为基础，通过调整井网注采关系等方式，转变流场流线角度，对不同井网调整流场模拟，显示流场变化驱油面积与强度，研究特高含水开发期油田井网变化对流线的影响，给出调整井网提高采收率的最佳方案。1模型与算法解释流场调整问题可以简化为求解地下流体在多孔介质中运动的问题，用渗流连续性方程及其定界条件式来描述油藏的三维非稳态渗流规律12-14。基于前人对多孔介质中渗流问题的研究，对渗流偏微分方程正问题和反问题的数值解法进行学习，该次使用有限差分方法对流场调整进行研究探讨。前人在达西定律和质量守恒定律的基础上，推导出了地下水的运动规律方程，以此为基础，可以得到非均质各向异性条件下渗流偏微分方程：x（Kxxx）+y（Kyyy）+z（Kzzz）=st（1）式中：Kxx、Kyy、Kzz分别为沿x、y、z方向的渗透系数，单位m/d；h为压力水头，单位m；t为时间，单位s；s为储水率，单位L-1。对各向同性介质，有渗透系数 Kxx=Kyy=Kzz=K，则式（1）可简化为：x()Kx+y()Ky+z()Kz=st（2）若考虑源汇的影响，在式（2）左端添加源汇项s，可以是空间和时间的关系。对二维问题，s表示单位时间、单位面积内从含水层流入或流出的水量，其中流入为正代表源，流出为负代表汇。如加入源汇后，式（2）成为：x()Kx+y()Ky+z()Kz+s=st（3）对流场调整期望的渗流控制方程，求取流线调整前后流场变化，可近似视为稳态场，t=0，在各向同性条件下，简化为如下格式：2x2+2y2=sK（4）其中，sK为常量。近年来，国内外学者尝试采用Python代码实现求解计算功能和进行流体问题的数值模拟，并取得了不错的效果15-21。对特高含水期整装油藏流场流线的数值模拟，可视为使用有限差分方法对具有狄利克雷边界的偏微分方程进行求解。在进行这类数学运算时，NumPy工具包具有代码简便，运算速度快等 优 点。模 拟 采 用 编 译 器 为 Python 3.8.2，使 用NumPy（ver.1.18.4）工具包用于求解本渗流偏微分方程，基于 Matplotlib（ver.3.2.1）工具包进行了图像绘制，使用SciPy（ver.1.5.3）工具包进行了图件优化。2模型设计与参数设定原始模型设计为 5050 网格，dpi=1 200，使用Dirichlet条件对模拟边界条件进行约束，将模型网格划分为3类点，无源汇点、源点、汇点，将源汇体现在水头h，则有场地边界水头为0，源点（注入井）水头为正，汇点（采出井）水头为负，其余各点水头根据式（4）进行求解。基于特高含水期整装油藏注采实践，结合Visual MODFLOW数据对形成优势流场的注采井流场梯度进行估算，选取水头梯度h=0.14为指标阈值，对图形图像进行优化处理，确定优势流场范围S。520杨 冰，等.特高含水油藏不同井网流场调整模拟与驱油效率2023年第13卷 第4期常规的基础井网是油田正式投入开发的首批开发井网，主要开发对象是分布比较稳定、物性较好、产能高的主力油层，采用500600 m行列式规则井网。一般来说，九点法井网适合于油田开采初期，利用天然能量进行开采，且后期的井网调整比较灵活。五点法井网是强注强采的注采井网，井网调整方式较多。在保持地层参数、流体参数、注采参数、井网密度不变的情况下，且油藏含水率达到95%时，油田开发井网的适应性由高到低依次为九点法、五点法，M形井网8-9，但上述开发井网的实际效果需要数值模拟才能得出。为最大限度模拟油田真实开发过程效果，该次数值模拟以传统行列式井网为初始井网，通过改变原井网注采关系、注采比，及加密采出井等方法，实现对流场的角度调整（图1）。基于原井网的几何形态，选取井网流场调整角度相对较大的45、90角，以及实际应用成本相对较低的九点法、五点法和M形井网调整进行设置。2.1模拟初始行列式井网设计标准行列式井网，选取区块为6口注入井，3口采出井（图2a），设置储层孔隙度为34%，孔隙渗透率为1.510-3m2，地层压力为14 MPa，初始行列式井网密度100 m100 m，模拟注入井h=1 m，采出井h=-2 m。模拟得出采出井与注水井间的水头梯度变化，可以看出横向 2个注水井与中间的采出井之间的水头梯度最强，上下两排之间的水头相对较弱（图2b），最终模拟得出标准行列式井网优势地下流场是在横向上的注采井之间（图2c）。2.2模拟九点法井网调整对标准行列式井网进行改造，保留中央1口采出井，其余8口为注入井，井网密度100 m100 m（图2d），模拟边部注入井h=1 m，对角线注入井h=2 m，采出井h=-6 m。模拟得出九点法井网调整后的水头梯度显示中央采出井向周边注入井降低，影响范围也大（图2e），叠加行列式模拟的流场后得出模拟的九点法优势流场（图2f），显示上下2口采油井转注后井下流场清扫驱油面积加大，驱油效率得到较大的提升。2.3模拟五点法井网调整对标准行列式井网进行改造，保留中央1口采出井，保留对角线 4 口注入井，井网密度变为 141 m141 m（图2g），模拟井网设置对角线注入井h=2 m，采出井h=-8 m。模拟得出五点法井网调整后的水头梯度显示中央采出井向周边注入井降低，影响范围也大（图2h），叠加行列式模拟的流场后得出模拟的五点法优势流场（图2i），显示井下流场清扫驱油面积与驱油效率得到极大的提升。2.4模拟M形井网调整对标准行列式井网进行改造，保留边部一口采出井，保留对角线4口注入井，则注入井井网密度为200 m200 m，采出井注入井间最小距离为100 m，最大距离为 447 m（图 2j），模拟井网设置近角注入井h=1 m，远角注入井 h=3 m，采出井 h=-3 m。模拟得出M形井网调整后的水头梯度显示上部2口井水头梯度比较孤立，没有影响到采油井的水头变化，仅底部2口注水井影响了采油井的水头（图2k），叠加行列式模拟的流场后得出模拟的M形法井网优势流场（图2l），显示井下流场清扫驱油面积没有连片，驱油效率相对五点法与九点法较低。3效果评价与结论3.1效果评价选取行列式井网模型为初始状态，根据九点法、五点法以及M形法进行注采井网调整，并对调整前后有效流场范围取并集，对比初始状态有效流场范围，模拟计算井网调整后流场驱油面积相对标准行列式模型发生的变化，得出井网调整后流场变化对a.初始行列式井网流线示意图b.加密调流场后井网流线示意图图1五点法加密采出井调整井下流场45 井网对比Fig.1Five-point method infill production wells to adjust thedownhole flow field 45 well pattern comparison diagram5212023年第13卷 第4期杨 冰，等.特高含水油藏不同井网流场调整模拟与驱油效率驱油效率提升的评价。在总体注采井网变化显示调整流场角度变化的基础上显示，由于五点法和九点法注采井网调整角度相当于流场变化达到45，模拟显示流场变化引起的水头变化面积较大，驱油效率大大提升，其中五点法模型井网调整导致流场变化驱油面积效率超过原-200-200-2.0-1.5-1.0-0.50.51.0h/mx/mx/mx/mx/mx/mx/mx/mx/mx/mx/mx/mx/mhh/mhh/mh/mh0-100-1000b0200200100100-200-200-100-1000ay/my/my/my/my/my/my/my/my/my/my/my/m020020010010000.020.040.080.060.140.120.10-200-200-100-1000e020020010010000.020.040.080.060.140.120.1000.020.040.080.060.140.120.10h00.020.040.080.060.140.120.10-200-200-100-1000h0200200100100-200-200-100-1000g0200200100100-4-3-1-2210-200-200-100-1000d0200200100100-4-3-1-210-200-200-100-1000c020020010010001020304050f5040302010001020304050i50403020100-200-200-100-1000k0200200100100-200-200-100-1000j0200200100100-2.0-1.5-0.5-1.01.00.5001020304050l50403020100在位油井在位水井转注井图2不同井网条件下流场数值模拟可视化图Fig.2Visualization diagram of flow field numerical simulation under different well pattern conditions注：a.标准行列式井网分布图；b.标准行列式井网水头梯度模拟图；c.标准行列式井网优势流场分布示意图（红色区域为优势流场范围）；d.九点法井网调整后水头分布示意图；e.九点法井网调整后水头梯度示意图；f.九点法井网调整后优势流场分布图（叠合初始优势流场分布效果，黄色区域为优势流场范围）；g.五点法井网调整后水头分布示意图；h.五点法井网调整后水头梯度示意图；i.五点法井网调整后优势流场分布图（叠合初始优势流场分布效果，黄色区域为优势流场范围）；j.M形井网调整后水头分布示意图；k.M形井网调整后水头梯度示意图；l.M形井网调整后优势流场分布图（叠合初始优势流场分布效果，黄色区域为优势流场范围）；h为h的导数，为水头梯度，为指示优势流场方向的参数。522杨 冰，等.特高含水油藏不同井网流场调整模拟与驱油效率2023年第13卷 第4期始基础井网的127.24%；九点法模型井网调整导致流 场 变 化 驱 油 面 积 效 率 超 过 原 始 基 础 井 网 的97.28%，M形法由于井网调整不完善，井网调整角度相当于只调整了27，M形法模型井网调整导致流场变化驱油效率仅超过原始基础井网的58.37%，是3种调整井网中调整驱油效率最低的。3.2应用实例分析GD 油田七区西 Ng52+3单元自 1986 年开始投入开发，井网为正对行列式井网，井网和流线的固定以及强注强采，导致厚油层底部存在高耗水带，注水低效循环。目前GD油田七区西Ng52+3单元已进入特高含水阶段，为了开展流场调整工作，选择曲流河主河道正韵律沉积储层发育，连片分布，能形成完整注采井网的局部试验区。试验区含油面积1.5 km，有效厚度10 m，地质储量为275104t，采出程度为46.4%，综合含水率为99.1%。根据试验目的以及剩余油分布状况，分别设计了五点法调整方案（油水井隔一抽一），九点法调整方案（油井隔一转注），及M形调整方案（矢量抽稀）。通过数值模拟方法预测的试验方案15 a末的采出程度和综合含水数据来看，在试验区采液量一定的情况下，五点法调整方案与九点法调整方案均体现出了较好的效果。综合考虑经济效益，对基础方案及3套调整方案计算15 a的投入产出比，可知：在试验区采液量一定情况下，九点法调整方案最优。从 GD 油田七区西Ng52+3单元井区试验区实际开发效果来看，在方案实施初期生产形势总体良好，后期递减比较大，截至开展转流线调整后15个月，GD油田七区西Ng52+3单元试验区日产油量增加了13.4%，综合含水率降低了1.4%（表1、图3）。方案原井网五点法九点法M形采液速度/%24242424全区产液量/（m3/d）1 8001 8001 8001 800平均单井产液量/（m3/d）138.5200.0200.042.915 a末累油量/104t129.0134.6134.7133.615 a末采出程度/%46.9048.9648.9748.5615 a末含水率/%99.99199.58699.57799.615表1GD油田七区西Ng52+3单元井区试验区流场调整指标Table 1Flow field adjustment parameters of test areain Unit Ng52+3in the west of Block 7 of GD Oilfield图3GD油田七区西Ng52+3单元井区试验区生产曲线Fig.3Production curves of test area in Unit Ng52+3in the west of Block 7 of GD Oilfield5232023年第13卷 第4期杨 冰，等.特高含水油藏不同井网流场调整模拟与驱油效率4结论与建议在不同井网参数设置条件下进行井网流场调整数值模拟，明确了流场调整是特高含水后期挖掘剩余油的有效手段：1）对九点法井网调整，将边部两口采出井转为注入井，由于边部井与采出井井距更小，其流线对对角线井流线存在排替作用，需提高对角线井的注水量及压力，以提高井位流体势，采用油井转注、调整液量的方法，调流线角度达到45，调整效率较高并达到超过原始井网的驱油效率的97.28%。2）对五点法井网调整，采用井网抽稀的方法，调流线角度达到45，调整效率最高并达到超过原始井网的驱油效率的127.24%。3）对M形井网调整，由于远角注入井与采出井井距过大，出现了井网控制不住的情况，采用井网抽稀的方法，调流线角度仅达到27，调整效率较差，调整效率仅达到超过原始井网的驱油效率的58.37%。在数值模拟条件下，得出九点法和五点法调整井网模拟显示驱油效率高，M形井网驱油效率相对较低，转流线调整 45效果较好。在实际生产实践中，GD油田七区西Ng52+3单元试验区通过3种调整方案设计，日产油量增加了13.4%，综合含水率降低了1.4%，与此同时，在推广至其他矿场实践时，还应充分考虑储层非均质各向异性，以及先期形成的优势通道对流体运移的影响，综合多方面因素进行流场调整规划。参 考 文 献1DU Q J,PAN G M,HOU J,et al.Study of the mechanisms ofstreamline-adjustment-assistedheterogeneouscombinationflooding for enhanced oil recovery for post-polymer-floodedreservoirsJ.Petroleum Science,2019,16（3）:606-618.2GUO Q,MENG L X.Study on evaluation and reconstruction ofreservoir seepage field in high water cut stage based on analysisof seepage characteristicsJ.Journal of Petroleum Explorationand Production Technology,2019,9（1）:417-426.3JIA H,DENG L H.Water flooding flowing area identificationfor oil reservoirs based on the method of streamline clusteringartificial intelligenceJ.Petroleum Exploration and Development,2018,45（2）:328-335.4张健,梁丹,康晓东,等.海上稠油油田热水化学驱油技术研究J.中国海上油气,2021,33（5）:87-93.ZHANG Jian,LIANG Dan,KANG Xiaodong,et al.Study on hotwater chemical flooding technology in offshore heavy oil fieldJ.China Offshore Oil and 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